聚合物驅油是在注水保持地層壓力的基礎上， 通過投加聚合物（目前工業上使用較多的是聚丙烯 酰胺，簡稱PAM)增加注人水的粘度，改善油水流 度比，擴大波及係數，從而提高石油采收率?3]。海 上油田采油風險大、平台壽命短，因此必須在有限 的時間裏采用各種提高采收率技術，進行原油開 采。海上油田回注配聚用水最方便的水源應是海 水，但由於海水具有較高的礦化度，與聚合物的配 伍性較差，配製的海水-聚合物溶液的粘度低「4]，不 能滿足聚驅粘度要求。實際上目前海上油田聚驅 用水一般不直接使用海水，用水來源多為采出水處 理回注、打水源井取水等，但提供的水量難以滿足 要求，且產水成本也比較高?。如果使用軟化技術 降低海水硬度和礦化度，提高聚合物水溶液粘度， 將會大大降低聚驅成本，提高經濟效益。目前海水 軟化方法多為離子交換或藥劑軟化法，但都操作繁 瑣，消耗大量酸堿且會產生大量汙泥，在海上油田 使用不便[6]。近年來，納濾軟化技術逐漸引起廣泛 關注。納濾膜軟化方法工藝簡單、設備占地少[7_8]、 出水水質穩定[91°]。因此，納濾軟化技術在海上采 油平台有限的空間內具有顯著的實用價值。本 課題開展了納濾軟化海水應用於油田聚驅的配 伍性研究，並進行配聚工藝優化實驗的探索，為膜 軟化技術在聚驅過程中的應用提供基礎實驗參考 數據。
2實驗2.1實驗方法海水納濾軟化流程如圖1所示。以青島膠州 灣海水為原水，經砂濾、精密過濾、超濾等工序除去 水中的不溶性顆粒及懸浮物後，經高壓泵加壓進入 納濾裝置，納濾出水即為產品軟化海水。
某海域地層油藏溫度為65 'C，用於驅油的甲 丙烯酰胺溶液粘度指標要求在30 mPa ? s以上。 將軟化水與PAM配製成一定質量濃度的水溶液， 以油藏溫度下聚合物水溶液實際粘度為考察對象， 評價軟化海水與聚丙烯酰胺的配伍性。
測試方法：聚內烯酰胺固含量按GB12005. 2— 89測定;水解度按GB12005. 6—89測定;特性粘數按 GB12005.1—89測定;相對分子質量按GB12005.10— 92測定。
2.2儀器自動衝洗砂濾罐，天津嘉華新寶公司生產，型 號為180-F-1665;超濾采用藍濾超濾膜，操作壓力0. 08 MPa,進水流量為60 IV(m2 ? h);納濾實驗裝 置，自製，考察了三種卷式納濾膜組件，公稱有效膜 麵積均為2. 6 m2,膜分離層材料為聚呱嗪聚合體， 根據呱嗪解離程度卨低的順序將其分別編號為 NFI, NFII, NFIII，實驗時進水流量均控製在 11. 5 L/min，操作壓力1. 6 MPa，水溫控製在22? 28 “C;粘度分析方法執行天然氣行業標準SY/ T5862—93,粘度分析儀器為非稀釋型烏氏粘度計 及上海精密科學儀器有限公司生產的NI)j-5S數 字粘度計;水質分析采用美國DIONEX公司ICS~ 3000增離子色譜儀。
2.3試劑實驗用聚丙烯酰胺的性能指標見表1。實驗 考察了三種納濾軟化海水，對應納濾膜的編號分別 記為NFI，NFII，NFIII，其水質分析結采及經過超 濾預處理後的海水水質見表2。
表1 PAM性能指標項H同含量，%水解度，%特性粘數/ mL ? g~*相對分子 質曼PAM-D89. 142. 755 480. 37 ,?. 780 X 107表2超濾後海水及軟化海水水質mg/L項Hp(總鹽〉p(Na* )p(CV* )p(Mg2*)p(S()?t )
超濾後海水33 00013 621.97490. 761 382.722 434.21NFI5 6402 379. 314. 4910. 0911.31NFII13 1007 029. 12128.19147.896.72NFIII17 8007 655.67147. 11237. 6526,483結果與討論3.1不同水質對聚丙烯酰胺溶液配伍性的影響盡管聚合物驅油最方便的水源是海水，但海水 體係組成複雜，特別是二價離子對高分子聚合物溶 液粘度具有很大的影響?12]。表3為經超濾等預 處理後海水在納濾軟化前後所配製聚丙烯酰胺溶 液的粘度對比，測定溫度為65 "C，溶液濃度為 1 500 mg/L。
表3海水軟化前後所配製聚丙烯酰胺溶液的粘度項M超濾後海水NFINFIINFIII粘度/mPa ? s8. 1178.019.922. 1聚丙烯酰胺在海水中溶解時，表觀配伍性良 好，所配製的溶液未見明顯混濁；但由於海水中高 達33 000 mg/L的總鹽濃度，大大降低了聚丙烯酰 胺溶液的粘度，導致其粘度遠低於各種經過軟化的 海水所配製的溶液，也遠低於油藏溫度65 r下 30 mPa?S的驅油粘度要求。由此可見，海水不能 夠直接應用於海上油田的注聚驅油，必須要經過軟 化處理。表3中，三種聚丙烯酰胺軟化水溶液粘度 是其海水溶液粘度的2. 7?9. 6倍，說明海水經納 濾軟化後，可顯著提高與聚丙烯酰胺的配伍性，可 替代淡水用於海上油田注聚采油。
3.2軟化海水與聚丙烯酰胺的配伍性實驗考察了 65 r條件下三種納濾軟化海水配 製的聚丙烯酰胺溶液的粘度，結果見圖2。從圖2 可以著出，聚丙烯酰胺的NFI水溶液具有較高的 粘度，在PAM濃度較低時也能夠達到油藏溫度下 聚合物驅油的30 mPa ? s的粘度指標；而NFII、 NFIII聚丙烯酰胺溶液的粘度均很低，NFII溶液 的粘度隻在PAM濃度較卨時(1 750?2 000 mg/L) 才能達到30 mPa . s的指標，NFIII在整個實驗範 圍內粘度指標均不合格。
根據雙電層理論「13141，溶液中的離子強度可影 響聚丙烯酰胺分子鏈雙電層的厚度，進而改變聚丙 烯酰胺分+帶電程度和卷曲程度，最終影響到聚丙 烯酰胺溶液的粘度。離子電荷數增加，分子雙電層 厚度變薄，導致聚內烯酰胺分子卷曲程度增大，粘 度下降，因此高價離子含量對聚內'烯酰胺溶液的粘 度有很大影響。溶液中礦化度低(離子濃度小)時， 聚丙烯酰胺分子形態為鏈狀舒展結構，溶液具有較 高的粘度，反之粘度較低。
對於NFI水溶液，由於納濾膜對水中的多種 離子具有較高的截留率，其中對二價離子平均截留 率達到98%以上，其出水礦化度顯著低於NFII和 NFIII水溶液，有效降低了 PAM分子鏈的卷曲，因 此具有較高的溶液粘度；而NFII、NFIII聚合物溶 液則因礦化度過高，故溶液粘度較低。
此外，圖2中各種軟化海水的聚丙烯酰胺溶液 在高濃度時粘度差異是顯著的，而低濃度溶液的粘 度差異則相對較小。說明在溶液中，聚丙烯酰胺濃 度越高，納濾軟化水中的離子對分子鏈的雙電層影 響越大，造成的分子鏈卷曲程度越大，粘度下降得 越明顯。
圖3為聚丙烯酰胺濃度為實際驅油過程常用 的1 500 mg/L時，三種軟化海水配製的聚丙烯醜 胺溶液的粘度隨溫度的變化。由圖3可以看出， NFI軟化水所製溶液的粘度在溫度變化時的耐溫 性能明顯優於NFII和NFIII軟化水溶液。NFI， NFII，NFII三種聚丙烯酰胺軟化水溶液由室溫升高 到65 X：時的粘度下降率分別為38. 68%,60. 06%， 56. 72%，且NFI溶液在高溫時的粘度也較其餘兩 種軟化海水溶液高，溶液表觀粘度隨著溫度的升高 顯著降低。這是由於溫度是分子無規則熱運動激 烈程度的反映U5],溫度升高導致分子運動加劇，大 分子鏈流動性增加，分子內摩擦減小，粘度降低。
溫度/C圖3三種軟化海水溶液的粘-溫關係曲線 □—NFI | 〇—NFII i A—NFIII通過以上實驗，與某海域地層溫度（65 "C)條件 下聚丙烯酰胺溶液注聚驅油粘度指標值(30 mPa ? s) 相比較，可總結出海上油田注聚驅油過程中，各種 軟化海水的適用範圍，結果見表4。由表4可以看 出，當聚丙烯酰胺溶液濃度為1 500 mg/L時，在實 際的地層溫度條件下，隻有NFI軟化水適用於注 聚驅油。而NFII及NFIII軟化水若應用在地層溫 度下，必須增加聚丙烯酰胺溶液的濃度。
表4注聚用軟化海水的適用範圍項目NFINFIINFIIIp(PAM)/mg- I，1>900>1 800>2 100使用溫度/’CX限製<50<503.3PAM-NFI溶液長期穩定性考察驅油是一個較為長期的過程，對於注入的聚合 物，其粘度應在地層中保持長期穩定性才能有效發 揮提高石油采收率的作用。實驗考察了 65‘C條件 下聚內烯酰胺的NFI軟化海水溶液的長期穩定性 (見圖4)，並與聚丙烯酰胺的NFII、NFIII溶液進 行對比，PAM濃度均為1 500 mg/L。由圖4可以 看出，NFI的聚丙烯酰胺溶液具有較好的穩定性， 90天時粘度保留率為70. 29%，NFII溶液具有 72.28%的粘度保留率，NHII溶液隻有61. 34% 的粘度保留率。聚丙烯酰胺的NFI溶液在放置90 天之後，其粘度保持在50 mPa ? s以上，說明從穩 定性方麵來講，NFI軟化水也適合用作驅油用聚合 物溶液的配製用水。
u20406080100時間/d圖4 PAM軟化海水溶液的粘度隨時間的變化 口一NFI > 〇一NFII;NFIII4結論(1)采用納濾軟化海水進行配聚，能夠有效增 加注入水的粘度，聚丙烯酰胺軟化海水溶液粘度可 達其海水溶液粘度的2倍以上。
(2)在相同條件下，NFI軟化海水中影響聚丙 稀酰胺溶液粘度的二價離子被有效去除，降低了分 子鏈的卷曲程度，使得聚丙烯酰胺溶液能表現出 較高的粘度特征，因此NFI軟化海水較NFII、 NFIII軟化海水對聚丙烯酰胺溶液具有更高的增 粘效果。
(3)聚丙烯酰胺的NFI水溶液具有較好的穩 定性，放置90天之後，其粘度保持在50 mPa ? s以 上，適合於驅油用聚合物溶液的配製。
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